Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу "Ярактинское НГКМ - ПСП "Марковское" в районе ПНС №3 ООО "Иркутская нефтяная компания"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти сырой (далее - нефти), формирования отчетных документов по количеству и качеству нефти.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее -СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКНС входят:

- Технологический блок:

- блок фильтров (далее - БФ);

- блок измерительных линий (далее - БИЛ): измерительная линии (далее - ИЛ) ИЛ1 (Ду 50), ИЛ2 (Ду 50), контрольно-резервная ИЛ3 (Ду 50);

- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

- СОИ.

СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- определение массы нетто нефти;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;

- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах;

- автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений;

- выполнение контроля метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

Состав СИКНС указан в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКНС

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллер измерительновычислительный «OMNI6000») обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее «OMNI6000» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО, контрольную сумму. Аппаратная защита обеспечивается пломбированием «OMNI6000». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Таблица 2

Технические характеристики

Таблица 3

СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечивают взрывозащиту «искробезопасная электрическая цепь» уровня не ниже «ib»no ГОСТ Р 51330.10-99.

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, установленную на технологическом блок-боксе БФ, БИЛ и БИК, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу «Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки. МП 14-30138-2012», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 июня 2012 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», Регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2012.12774.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.

Искробезопасная электрическая цепь «i».

2. ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

3. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных

систем. Основные положения».

4. ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр

нефти и нефтяного газа».

Рекомендации к применению

- осуществление государственных учетных операций;

- осуществление торговли и товарообменных операций.